Angola vai receber 5 por cento do investimento da Petrobras no estrangeiro até 2013

A petrolífera brasileira Petrobras anunciou sexta-feira o seu plano de investimento internacional 2009/2013 no montante de 15,9 mil milhões de dólares, 44 por cento dos quais ficaram reservados para os Estados Unidos da América e para a Argentina.

Nos Estados Unidos da América, com 28 por cento do total a investir, a Petrobras concentrará a sua actividade nas concessões do golfo do México e na refinaria de Pasadena, Texas e na Argentina continuará a ser um dos principais produtores de petróleo e de gás natural.

Em África, a Nigéria e Angola receberão 12 por cento e 5 por cento, respectivamente, do investimento ficando outros 17 por cento para os restantes países onde a Petrobras tem negócios.

A Petrobras anunciou prever um crescimento anual da produção de 8,8 por cento até 2013, de 240 mil barris por dia em 2008 para 341 mil barris em 2013.

A Petrobras tem negócios ma Argentina, Bolívia, Chile, Colômbia, Equador, Paraguai, Peru, Uruguai, Venezuela, Cuba, Estados Unidos da América, México, Portugal, Reino Unido, Turquia, China, Singapura, Índia, Irão, Japão, Paquistão, Angola, Líbia, Moçambique, Nigéria, Senegal e Tanzânia (Fonte: Macauhub, 2009-02-16).

Petrobras encontra indícios de petróleo em bloco no Irã

A Petrobras encontrou indícios de petróleo no Irã e dentro de no máximo 3 meses deve concluir uma análise de viabilidade econômica da prospecção no local, afirmou nessa sexta-feira o diretor da área internacional da estatal, Jorge Luiz Zelada.

Segundo ele, a Petrobras já realizou duas perfurações no bloco de Tusan, localizado na região do Golfo Pérsico. "Não podemos divulgar detalhes ainda. Dentro de dois ou três meses vamos fechar esse assunto. Nosso programa exploratório foi cumprido", disse Zelada a jornalistas. "Há indícios de hidrocarbonetos e avaliamos o potencial. Não sabemos se podemos dar continuidade", complementou.

A Petrobras está no Irã desde 2004 e já investiu no seu programa exploratório cerca de 100 milhões de dólares.

Segundo Zelada, além da viabilidade econômica de Tusan, outro ponto fundamental para a continuidade das atividades no Irã é o modelo regulatório daquele país. A Petrobras foi contratada pelo governo do Irã para fazer o trabalho exploratório inicial em Tusan e ainda não definiu como será a sua participação na fase de produção. "Estamos com um contrato de serviço lá, mas nós não somos prestadores de serviço. Dependendo dessas discussões, poderemos continuar lá, até como minoritários", declarou o executivo. "Estamos discutindo algo como uma partilha de produção" (Fonte: Reuters, 2009-02-13).

Petrolíferas investem 200 mil milhões de dólares no pré-sal brasileiro

O CEO da Galp, Manuel Ferreira de Oliveira afirmou que as petrolíferas a operar no pré-sal brasileiro deverão investir entre 150 a 200 mil milhões de dólares na região até 2020.

Os custos operacionais da exploração deverão situar-se em cerca de dois mil milhões de dólares por ano na próxima década, estimando-se uma produção de dois milhões de barris por dia no ano de 2020.

A Galp tem, actualmente, no Brasil 23 parcerias com a Petrobras, e prevê iniciar a produção de petróleo na Bacia de Santos em Abril de 2009, com um projecto-piloto no poço Tupi, avançou Ferreira de Oliveira. "A Galp tem um papel relevante nesses números (de investimento), é um operador relevante, o segundo maior, mas a grande distância da Petrobras", acrescentou Ferreira de Oliveira.

A Galp tem como meta, no espaço de uma década, aumentar a produção dos 15.000 barris diários para 150.000. "É no Brasil e em Angola que temos a âncora do nosso futuro. Diria mais no Brasil do que em Angola. Segue-se depois a Venezuela e Timor", disse Ferreira de Oliveira.

Questionado sobre as dificuldades na conjuntura de contracção económica mundial, diz não esperar impacto significativo dos projectos de exploração petrolífera no Brasil. "Mal de nós se deixamos de pensar numa escala de décadas só porque temos uma crise que nos vai afectar durante alguns trimestres", disse o CEO da Galp (Fonte: Aeiou - Exame Expresso / Reuters, 2009-02-13).

Mesmo com crise, Petrobras faz apostas ambiciosas, diz 'Economist'

Apesar da crise econômica e da queda no preço do petróleo, a Petrobras continua anunciando investimentos recordes e apostando em objetivos "ambiciosos", diz a revista britânica The Economist, na edição que chegou às bancas nesta sexta-feira.

Intitulado "Pluging In" (uma expressão que tanto pode significar algo como "cavando fundo" ou "apostando alto", em tradução livre), o artigo cita o anúncio de investimentos da ordem de US$ 174 bilhões em cinco anos anunciado no mês passado pela estatal brasileira. "Em um momento em que os gráficos mostram grandes declives que ameaçam empregos e as vendas de veículos, a ousadia da Petrobras pode ser um alívio para os brasileiros", diz a publicação, citando as projeções de produção de barris petróleo e de investimentos em refinarias anunciados pela empresa.

A revista também cita as descobertas das reservas na camada pré-sal, em 2007, "que deixaram os políticos intoxicados com a perspectiva de grandes riquezas" e fizeram com que o governo Lula propusesse a criação de um fundo soberano e a mudança no regime de exploração do combustível nestas áreas.

Ambição

Segundo a publicação, mesmo com a grande queda registrada nos preços do petróleo e a notícia de que a camada pré-sal dificilmente poderá ser explorada antes de 2013 por causa de dificuldades técnicas, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, continua "destemido". "Nós temos a tecnologia, o acesso às reservas e achamos que podemos financiá-la. Por que não?", disse Gabrielli à publicação.

A Economist ainda enumera todos os planos da Petrobras para financiar a exploração das reservas, que vão desde financiamento com o BNDES até empréstimos que "são um voto de confiança de um mercado financeiro hesitante". "O presidente da Petrobras insiste que os investimentos na camada pré-sal podem se pagar mesmo com o petróleo na faixa dos US$ 45."

"Com tantas companhias de petróleo cortando investimentos e produção, o preço do petróleo pode estar bem mais alto na época em que o combustível começar a sair do oceano (em 2013). Esta, pelo menos, é a aposta razoável por trás de um plano ambicioso", diz a revista.

Mesmo assim, muitos brasileiros, segundo a Economist, levantaram suspeitas de que "o plano de investimentos foi inflado para agradar políticos que estão no Conselho (de Administração) da Petrobras, presidido por Dilma Rousseff, apontada pelo presidente Lula como seu candidato favorito para as próximas eleições presidenciais" (Fonte: BBC Brasil, 2009-02-03).

Petrobras pode estar se aproveitando dos preços altos

Diante da queda da cotação do petróleo no mercado externo, a Petrobras poderia reduzir os preços cobrados pelos combustíveis internamente, o que seria um fator de baixa para a inflação, entretanto, como aparentemente a empresa está com problemas de caixa, e também por não ter aumentado os preços quando a defasagem era inversa, é pouco provável que eles reduzam os preços no curto prazo. A avaliação é do economista-chefe do Banco Schahin, Silvio Campos Neto. "Apesar disso, ainda podem ocorrer efeitos benignos na inflação, decorrentes dos preços de derivados que são utilizados como insumos na indústria. Ou seja, mesmo sem a queda dos combustíveis, a baixa dos preços do petróleo reduzem custos de produção de determinados setores e bens", disse.

O gerente da mesa financeira da Hencorp Commcor Corretora, Rodrigo Nassar, aposta que o governo não vai reduzir os preços frente a uma inflação comportada. "A Petrobras é a 'galinha de ouro do governo'. O governo não vai abrir mão dessa fonte de captação, ainda mais em meio a crise", acredita.

No entanto, para Nassar, a redução dos combustíveis teria impacto pequeno na inflação, pois o corte não seria totalmente repassado ao consumidor. "Só um aumento iria influenciar, mas isso não deve ocorrer tão cedo. A menos que o petróleo sofra outra disparada significativa", avalia.

Em meio a especulações sobre uma possível queda do preço dos combustíveis, o mercado acompanha atentamente os resultados da Petrobras. Para muitos especialistas, a estatal ainda não promoveu o ajuste por conta de problemas financeiros. Em 27 de novembro, a companhia chegou a desmentir a imprensa, informando que Plano de Negócios 2008-2012 prevê investimentos de US$112,4 bilhões (média anual de US$ 22,5 bilhões), com necessidade de captações médias anuais de US$ 4,0 bilhões.

Por conta disso, desde então a companhia vem tomando empréstimos e também emitindo bônus - a oferta de US$ 1,5 bilhão em títulos do tipo "Global Notes" concluída quarta-feira pela Petrobras teve uma demanda 3,5 vezes superior ao seu volume final e foi destinada a mais de 230 investidores, a maioria oferecida ao mercado de renda fixa de empresas com grau de investimento (Fonte: Gazeta Mercantil / InvestNews, 2009-02-13).

Governo brasileiro aposta em petróleo e gás

O peso do setor de petróleo e gás na economia brasileira nos próximos anos pode crescer com os investimentos de US$ 174,4 bilhões previstos pela Petrobrás até 2013 e o empenho do governo durante a crise em garantir crédito para viabilizá-los.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) garante cerca de R$ 50 bilhões em 2009 e 2010 para a Petrobrás, se a empresa precisar, mas o presidente da instituição financeira, Luciano Coutinho, torce para que não seja necessário usar tudo isso. O presidente do Instituto Brasileiro de Economia (Ibre) da Fundação Getúlio Vargas (FGV), Luiz Guilherme Schymura, diz que não é contra o crédito do BNDES à Petrobrás, mas observou que a taxa de investimento brasileira é limitada. "Não vejo como possa ficar acima de 18% do PIB este ano. O cobertor é curto. Se começar a aportar mais recursos para o petróleo, vai faltar para outros setores." (Fonte: Último Segundo - IG, 2009-02-13).

Repsol estima reservas de bloco na bacia de Santos entre 2 e 6 bi barris

A Repsol informou nesta quarta-feira que as primeiras estimativas para o bloco BM-S-9 da bacia de Santos apontam para reservas de 2 bilhões a 6 bilhões de barris de óleo equivalente. A empresa, no entanto, disse que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever alguns investimentos.

Segundo o diretor de exploração e produção da Repsol, Nemesio Fernández Cuesta, serão realizadas mais avaliações para avançar com as estimativas do bloco, onde estão localizados os poços de Carioca e Guará.

A Repsol detém 25 por cento de participação no bloco, sendo que a Petrobras possui 45 por cento (operadora) e o BG Group, 30 por cento. Procurada, a estatal brasileira afirmou que ainda não há dados oficiais sobre o potencial do local. Na bacia de Santos já foram estimadas as reservas de Tupi -- 5 a 8 bilhões de boe -- e Iara -- 3 a 4 bilhões de boe.

A Repsol destacou entretanto que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever os investimentos em projetos que deixariam de ser rentáveis. "Se o petróleo se mantiver nesses níveis, teremos que rever outros investimentos", disse Cuesta, admitindo que a petroleira já está reavaliando o investimento de 350 milhões de euros no bloco 39 no Peru, rentável a partir dos 70 dólares o barril. Na quarta-feira, o petróleo era negociado abaixo dos 40 dólares.

Além do Peru, a Repsol tem investimentos projetados para o Golfo do México, Líbia, Argélia e Brasil, totalizando 12,3 bilhões de euros.

Cuesta afirmou, no entanto, que a exploração no bloco BM-S-9 é rentável mesmo com o petróleo ao redor dos 40 dólares por barril, apesar do local estar distante cerca de 300 km da costa brasileira.

A empresa calculou os investimentos -- incluídos em seu plano estratégico 2008-2012 -- em um preço médio do barril de petróleo em 57 dólares. Fernández afirmou que esta estimativa continua sendo correta já que "reflete os fundamentos". "O mercado não está agora tão concentrado no longo prazo, mas sim no impacto no curto prazo dos atuais preços do petróleo no fluxo de caixa e nos planos de investimento", disse um analista do setor.

A diversificação geográfica da extração foi um dos pontos mais importantes incluídos no plano estratégico da Repsol. A empresa incluiu Golfo do México e Brasil como novas áreas estratégicas, além do Alasca. Canadá, Noruega e África Ocidental foram consideradas áreas de crescimento no meio a longo prazo (Fonte: Abril / Reuters, 2009-02-11).

Acordo com PDVSA esbarra em preço e modelo de venda, diz Petrobras

O diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, afirmou que a estatal não pretende fechar acordo com a venezuelana PDVSA para a construção da refinaria de Abreu e Lima, em Pernambuco, caso a empresa do país vizinho não mude os objetivos em relação à comercialização da produção e ao preço do petróleo que será comprado pela refinaria. "Queremos fechar acordo, mas tem que ser um acordo viável. Hoje, com a posição em relação ao petróleo e à comercialização, não é viável o acordo", frisou Costa, que apresentou os dados do plano de investimentos 2009-2013 relativos à área de Abastecimento.

Atualmente, as duas empresas já chegaram a um consenso em relação à minuta do acordo de acionistas, mas esbarraram nas exigências da empresa venezuelana. O objetivo da Petrobras é ficar com 60% da refinaria, abrindo os outros 40% para a PDVSA. Costa reafirmou que as obras da refinaria continuarão - atualmente estão na fase da terraplanagem - mesmo sem o acordo fechado.

De acordo com o executivo, a PDVSA pretende comercializar sozinha os 40% dos produtos a que terá direito. O objetivo da Petrobras é fazer a comercialização nos moldes do que acontece na refinaria Alberto Pasqualini, no Rio Grande do Sul, em que a Petrobras tem 70% de participação, com 30% da espanhola Repsol. Neste modelo, a própria refinaria vende a totalidade da sua produção aos clientes.

Costa explicou que a retirada de 40% da produção de Abreu e Lima pela PDVSA para venda na Região Nordeste pode causar problemas para pequenas empresas da região. "Caso a PDVSA se recuse a vender para uma determinada empresa pequena, a Petrobras, com os 60% restantes, não será capaz de atender a todo o Nordeste. E essa empresa pequena poderá quebrar. Não é isso que a Petrobras deseja", ressaltou o diretor.

Outro obstáculo às negociações é a definição do preço do petróleo que será comprado pela refinaria. No caso do óleo que será vendido pela Petrobras, a conta será baseada no preço do barril do petróleo tipo Brent, mais um deságio, uma vez que o insumo da estatal brasileira é mais barato que o Brent. Costa explicou que a PDVSA, além do preço do Brent e do deságio, quer incluir na conta um multiplicador, "certamente maior que 1", o que tornaria mais difícil prever o preço a ser pago pela refinaria.

O diretor confirmou que o ministro de Minas e Energia da Venezuela e presidente da PDVSA, Rafael Ramírez, virá ao Brasil este mês para tentar solucionar a questão. Costa evitou, no entanto, dar um limite para as negociações. "Só digo que, sem resolver esses dois impasses, não há acordo", garantiu.

O diretor também confirmou que vai licitar novamente os quatro lotes que haviam sido levados a mercado no ano passado para os equipamentos da refinaria de Abreu e Lima. Segundo Costa, os preços das unidades de craquemento, coqueamento, hidrotratamento e integração ficaram acima do teto que a Petrobras admite pagar (Fonte: O Globo / Valor Online, 2009-02-12).

Começa exploração de petróleo no Maranhão

O ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, participa agora pela manhã, da solenidade que marca o início da exploração, em águas profundas, de gás e petróleo no litoral de Barreirinhas.

O navio Sonda Deppwater Discovery, ancorado a 160 quilômetros da costa maranhense, pertence à empresa Devon Energy Corporation, a qual, em associação com a Petrobras, é detentora de um bloco de exploração na região.

O ministro desembarcou, na noite desta terça-feira, 10, no aeroporto do Tirirical, pernoitou em São Luís e, hoje pela manhã seguiu em helicóptero para o local da visita. Ao retornar do local (horário previsto para às 13h30, Lobão e diretores da Agência Nacional do Petróleo concederão entrevista coletiva à imprensa, no aeroporto.

Com base nos estudos desenvolvidos no âmbito do seu ministério, Lobão acredita na existência de petróleo fino, de alta qualidade, no litoral maranhense, principalmente na bacia sedimentar de Barreirinhas, onde, três décadas atrás, foram iniciadas perfurações em terra. A exploração que começa agora se dá em águas profundas, a mais de 4 mil metros de profundidade. Análises geológicas preliminares indicam a presença, no local, de gás e, muito provavelmente, de petróleo, em quantidade a ser ainda comprovada.

Além do ministro, também foi convidado o governador Jackson Lago. Os dois serão recepcionados pelos executivos da Devon, Steve Hadden (vice-presidente executivo de Exploração e Produção), Joseph Ash (vice-presidente da Divisão Internacional), Bret Jameson (vice-presidente de Engenharia de Reservatório) e Murilo Marroquim (presidente da Devon Energy do Brasil Ltda). Também farão parte da comitiva que irá ao navio os diretores da ANP, Magda Chambriard, Allan Kardeck Duailibe e Nelson Narciso Filho. Os convidados conhecerão a embarcação de 227 metros de comprimento e uma das 32 plataformas em alto-especificação da empresa Transocean, com capacidade para operar em profundidade de até 10 mil pés. O navio-sonda, contratado por US$ 1,5 bilhão, realiza há mais de 20 dias a prospecção no primeiro poço do bloco BM-BAR-3, arrematado pela Devon, em 2002, por R$ 6,75 milhões. A área reúne uma extensão de 2.180 Km².

Embora a Devon Energy admita que essa é uma operação exploratória de risco, pois as estatísticas mostram que a cada 10 poços perfurados, somente em dois são encontrados óleo em volume comercial, a empresa está otimista de que perfuração seja bem sucedida e que se encontrem reservas de petróleo na Bacia de Barreirinhas (Fonte: Imirante - Globo, 2009-02-11).

Moçambique: Empresa do Qatar prepara oleduto entre a Beira e o Malawi

A empresa do Qatar Venessia Petroleum vai efectuar o estudo de concepção e de engenharia de um projecto para construir um oleoduto do porto moçambicano da Beira para o Malawi, de acordo com a mais recente edição da revista Engineering News.

Em 2006 foi assinado um acordo entre o governo do Malawi e o grupo Venessia para desenvolver o sector de energia do Malawi e construir depósitos de combustível e o oleoduto.

O pré-estudo de viabilidade económica do oleduto já está concluído e o ministro da Energia do Malawi, Ted Kalebe, informou que o governo recebeu garantias de que o estudo de engenharia ficará concluído antes este ano.

O oleoduto ligará o porto da Beira a Nsanje, no sul do Malawi, onde serão construídos os depósitos de combustível.

O grupo Venessia comprometeu-se em investir 150 milhões de dólares neste projecto mas o acordo obriga a que o Malawi assine contratos para adquirir petróleo do Qatar.

Actualmente, a maior parte do combustível utilizado no Malawi segue de camião da Beira ou de Dar es Salaam pelo que o transporte em oleoduto permitiria às autoridades do Malawi reduzir os preços dos combustíveis.

De acordo com os planos da Venessia, os depósitos a construir em Nsanje garantiriam ao Malawi 90 dias de consumo contra os actuais 15 dias (Fonte: Macauhub, 2009-02-11).

Em Moçambique, Bacia do Rovuma “praticamente inexplorada”

O presidente do conselho de administração do Instituto Nacional de Petróleos, Arsénio Mabote, disse à macauhub que a bacia do Rovuma, rio que separa Moçambique e a Tanzânia, está "praticamente inexplorada”.

Mabote sublinhou que um trabalho de prospecção sísmica foi efectuado nos anos 80. O referido trabalho, efectuado pela Exxon, permitiria saber se a bacia do Rovuma é ou não bastante prospectiva, “de modo a continuar-se com o trabalho de pesquisa, mais concretamente os trabalhos de perfuração”.

Mabote apontou que do trabalho efectuado na década de 80 (1980-90), foi aberto um furo de grande profundidade em 1986, em Mocímboa da Praia, na província de Cabo Delgado, que "não teve resultados positivos” do ponto de vista de descoberta de petróleo. Mas, acrescentou, “foram encontrados indícios de existência de gás natural”, sublinhando que é por isso que as pesquisas pesquisas ainda continuam na bacia do Rovuma. Durante o período colonial, foi descoberta em Moçambique uma grande reserva de gás na província de Inhambane, o qual só viria a ser explorado depois de 1992, pela sul-africana Sasol. Em Moçambique dez empresas fazem pesquisas principalmente na área do petróleo (Fonte: Macahub, 2009-02-10).

Petrobras notifica ANP sobre três descobertas de petróleo na costa brasileira

A Petrobras ( PETR3 , PETR4 ) informou à ANP (Agência Nacional do Petróleo) sobre mais três descobertas de indícios de hidrocarbonetos no Brasil.

De acordo com o site da agência, foram encontrados em terra vestígios de petróleo no bloco SEAL-T-357, situado no estado de Sergipe, nordeste do Brasil.

Além deste, a estatal verificou em terra indícios de petróleo no bloco BT-POT-8 e POT-T-520, ambos localizados na bacia de Potiguar, que abrange os estados do Rio Grande do Norte e Ceará (Fonte: Yahoo Notícias, 2009-02-09).

Redução de royalties faz cidades cortarem gastos

A queda no preço do petróleo vai afetar diretamente os municípios brasileiros que dependem, basicamente, dos repasses de royalties. Na Bahia, a situação não é diferente. Redução no orçamento, corte no custeio da máquina administrativa e suspensão de investimentos para 2009 são algumas medidas adotadas pelos municípios. A ordem, por enquanto, é não cortar gratificações salariais e nem demitir pessoal. Segundo a Agência Nacional de Petróleo (ANP), os municípios baianos que mais arrecadam com a exploração do petróleo são Madre de Deus, São Francisco do Conde, Esplanada, Pojuca e São Sebastião do Passé.

Em São Francisco do Conde, o município baiano que mais arrecada com royalties por sediar a Refinaria Landulpho Alves (Rlam) - a segunda maior do país -, a redução do repasse em relação a dezembro foi de 31,2%. O secretário de Finanças, Marcelo Abreu, afirmou que vai haver um corte de 11% no orçamento de 2009, cujo valor inicial está em R$ 230 milhões. O município de Madre de Deus, na região metropolitana, é o 2º que mais arrecada com royalties. Segundo Abreu, as áreas sociais não serão afetadas com a redução do orçamento. “Saúde e educação continuam como estão. Não serão impactadas com a redução do repasse de royalties”, assegurou Abreu. A prefeita de São Francisco do Conde, Rilza Valetim (PT), afirmou que o orçamento será adequado à “nova realidade”. “Vamos diminuir as despesas dos serviços essenciais, como água, luz, telefonia, alimentação, combustível. Com isso, vamos poder enfrentar essa diminuição de verba”, disse Rilza. São Francisco do Conde recebeu R$655.312 a menos .

Carnaval

A Agência Nacional de Petróleo (ANP) informou que, além da redução do preço do petróleo, a alta do dólar em relação ao real também contribuiu para a redução do repasse de royalties aos municípios brasileiros. Levantamento feito pela agência dá conta de que houve queda em 36% no valor repassado apenas em um mês - de dezembro de 2008 a janeiro deste ano. Em Madre de Deus, a 63km deSalvador, a situação é ainda pior. Há previsão de contingenciamento de 30% do orçamento projeta do para este ano no valor de R$105 milhões. O município teve uma redução no repasse de 28,8% dos royalties ou R$563.496. O secretário de Governo, André Ferraro, descartou que haverá demissões, mas confirmou que a ordem é apertar o freio nos gastos.

O Carnaval de Madre, o Madre Verão, foi cancelado. Embora não tenha quantificado os gastos com a festa, Ferraro afirmou que é “um volume grande que será economizado”. “Mas vamos apoiar as manifestações populares durante os festejos”, disse o secretário. Por determinação da prefeita Nita Brito (PMDB) serão feitas restrições no custeio de água, luz, telefone, transporte e combustível.

Repasse à Câmara de Vereadores, as gratificações e os contratos do hospital municipal e da limpeza urbana também serão revistos. Só no próximo mês, entretanto, é que será conhecido o impacto real com a redução dos recursos financeiros. No caso de Madre de Deus, além da redução do repasse dos royalties, houve, ainda, a diminuição da arrecadação com o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS). “A queda em janeiro chegou a 50%”, informou André Ferraro.

Custeio

Os reflexos da diminuição dos repasses não estão apenas na redução dos custos, mas nos investimentos que estavam previstos. A prefeita de São Sebastião do Passé, Tânia Portugal (PCdoB), afirmou que as obras previstas para serem tocadas este ano vão ficar suspensas. De dezembro para cá, o município perdeu R$ 96.234 ou17,8% em relação a dezembro de 2008.

No município de Pojuca, a 77km de Salvador, a redução de R$250.749 em royalties não vai afetar a área social, como educação e saúde. A prefeita Gerusa Laudano (PSDB) salientou que ainda estão sendo feitos cálculos sobre o impacto da redução. Ela sinalizou, porém, que pretende reduzir, como nos demais municípios, o custeio da máquina com a economia nas contas de luz, energia, telefone e transporte. Os royalties da Petrobras são significativos para o município. Dos R$70 milhões do orçamento, cerca de 20% são oriundos da exploração de petróleo. Por conta disso, a prefeita se reuniu com a diretoria da ANP na Bahia para tentar resolver o problema.“Não entendemos direito o motivo da diminuição, já que aqui também se produz o gás natural veicular”, diz a prefeita, que está no primeiro mandato.

O problema, entretanto, deve estar longe de ser resolvido. É que os cálculos dos royalties são baseados no preço do petróleo, cotação do dólar e produção de cada campo. Por ora, não há previsão de a cotação do petróleo subir.

Nacional

De acordo com estudo feito pela ANP, os dez maiores municípios beneficiários de royalties receberam em janeiro, no mínimo, R$1 milhão a menos do que em dezembro passado. Entre os 12 municípios brasileiros em que o repasse caiu acima de 30%, o baiano São Francisco do Conde é o único que aparece na lista. No estado vizinho de Sergipe, a cidade de Carmópolis teve uma redução de 36%. Em Aracaju, a diminuição foi de 31% (Fonte: Correio 24 Horas - Globo, 2009-02-07).

Petrobras colocará 19 sistemas em operação

Petrobras pretende dar um salto na produção de petróleo e gás no Brasil com a entrada em operação dos novos sistemas de produção no pré-sal. Entre 2015 e 2020, a estatal planeja colocar em funcionamento 19 sistemas (que incluem plataformas flutuantes de produção e armazenagem além de linhas flexíveis para transferência do óleo) na região, para elevar a produção diária de petróleo (sem incluir gás) de 2,98 milhões de barris por dia em 2014 para 3,92 milhões de barris em 2020. Nesse período, a companhia vai aumentar o número de plataformas de produção de 132 - hoje são 117 - para 168.

De acordo com dados de um documento a que o Valor Online teve acesso, a produção agregada de óleo e gás deverá dar um salto de 3,68 milhões de barris diários de óleo equivalente (medida que inclui petróleo e gás) em 2014, para 5,10 milhões de barris equivalentes em 2020. Para 2015, a Petrobras prevê a produção de 3,34 milhões de barris/dia de petróleo e 4,14 milhões de barris/dia de óleo equivalente, volume que sobe para 3,60 milhões de barris/dia de petróleo e 4,48 milhões de barris/dia equivalentes em 2016. Para 2017, a expectativa da empresa é produzir 3,74 milhões de barris de petróleo diários e 4,70 milhões de barris diários de óleo equivalente, volume que salta para 3,83 milhões de barris/dia de petróleo e 4,83 milhões de barris/dia de óleo equivalente em 2018 e para 3,90 milhões de barris/dia de óleo e 5,08 milhões de barris/dia de óleo equivalente em 2019.

Para 2015 estão previstos quatro sistemas de produção no pré-sal, além de uma plataforma do tipo FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) para produzir óleo pesado no campo de Siri, na Bacia de Campos; e da plataforma do campo de Papa-Terra, também na Bacia de Campos.

No ano seguinte, a estatal planeja colocar em operação outros quatro sistemas no pré-sal. Previsto para entrar em operação em 2018, o campo de Júpiter - no pré-sal da Bacia de Santos e com expectativa de reservas gigantescas de gás natural - vai permitir o aumento da participação do gás na produção total da Petrobras no país. Mas não vai afetar tanto a oferta do insumo ao mercado nacional, pelo menos no início da produção.

A Petrobras planeja disponibilizar 71 milhões de metros cúbicos/dia de gás entre 2011 e 2015. O volume vai a 75 milhões de metros cúbicos/dia em 2016, para 80 milhões metros cúbicos/dia em 2017 e permanece nesse patamar até 2020.

O que se vê nas projeções da estatal é que a importância do gás cresce, acelerando o movimento a partir de 2018, com o início da produção de Júpiter. Em 2017, a expectativa da Petrobras é de que o petróleo responda por 79,57% da produção nacional de hidrocarbonetos, patamar que cairá, segundo as projeções contidas no documento, para 76,86% em 2020. Em 2009, a Petrobras espera produzir 2,05 milhões de barris diários de petróleo no país, volume que aumenta quando acrescido o gás natural para 2,51 milhões de barris de óleo equivalente. Em termos percentuais, a estatal prevê que a produção de óleo responda por 81,67% do total retirado dos campos em território nacional.

Conforme o documento, para manter uma relação entre reserva e produção de 15 anos - tempo que levaria para consumir todas as reservas caso a produção se mantivesse e não houvesse novas apropriações ou descobertas - será necessário elevar as reservas provadas dos atuais 14,1 bilhões de barris de óleo equivalente para 27,9 bilhões de óleo equivalente. Para que isso aconteça, a Petrobras terá que descobrir e apropriar 30,9 bilhões de barris de óleo equivalente em reservas nos próximos 11 anos. Entre 2009 e 2020, a expectativa da estatal é produzir 17,1 bilhões de barris de óleo equivalente (Fonte: Em Sergipe - Globo / Folha Online, 2009-02-07).

Trabalhadores petroleiros projectam greve ilimitada na Nigéria

Uma greve ilimitada terá lugar a partir de segunda-feira proxima em protesto contra aos raptos repetidos dos parentes dos trabalhadores petroleiros na conturbada província petrolífera do Delta do Níger (no sul da Nigéria), anunciaram sábado empregados do Escritório das Indústrias Petroleiras.

"A greve é uma directiva nacional e não se limitará só ao Delta do Níger", declarou a presidente da Associação dos Altos Quadros do Petróleo e Gás da Nigéria, Preye Grace Oluwu em entrevista à imprensa.

"Três dos nossos membros continuam sequetrados. A mulher de um dos nossos membros foi raptada desde Agosto último até agora. Estamos sem notícias dela. Nós continuamos a trabalhar nestas condições", indignou-se.

Os trabalhadores do petróleo e as suas famílias foram duramente afectados por uma série de raptos que abrangeu cerca de 200 pessoas no ano passado.

O Governo atribui os raptos a grupos criminosos que extorquem dinheiro, exigindo resgates de pessoas ricas e de organizações financeiramente estáveis.

O último dos casos de rapto concerne a um rapaz de nove anos, filho dum empregado petroleiro e a sua irmã morta a tiro no mesmo momento na semana passada por homens armados quando iam à escola situada na principal cidade petrolífera de Port Harcourt, sul da Nigéria.

O rapaz foi libertado ileso quinta-feira última ao passo que o cadáver da sua irmão estava na morgue a espera do funeral.

Além disso, a esposa dum ex-ministro da Energia, Edmund Daukorou, acaba de ser libeta das garras dos seus sequestradores depois de ter passado vários dias detida.

O maior grupo irredentista desta província, o Movimento para a Emancipação do Delta do Níger (MEND), declarou sábado que o ex- ministro pagou um resgate de dois milhões 500 mil dólares americanos em troca da liberdade da sua mulher (Fonte: Portal Angop, 2009-02-08).

Costa aveirense nos planos de prospecção de petróleo

A costa de Aveiro volta a ser referida nos planos da Galp Energia na busca de petróleo, numa área entre o Alentejo e Espinho, onde poderão arrancar trabalhos de perfuração no mar.

A zona da costa aveirense está concessionada a consórcios nos quais participa a Galp Energia cujo administrador executivo, Ferreira de Oliveira, admitiu na passada sexta-feira que poderá vir a iniciar a perfuração dentro de dois anos se os prospectos petrolíferos já identificados forem de suficiente dimensão.

Ferreira de Oliveira explicou que a empresa participa em consórcios “com uma área de concessão de 21 mil quilómetros quadrados, que vai desde a zona do Sul Alentejo até Espinho, entre 30 a 90 quilómetros da costa”. Os documentos que já observou não são completamente esclarecedores. “Eu já vi com os meus olhos prospectos a três, quatro quilómetros. Não quer dizer que são reservas ou recursos. São indicações de que possam existir”, afirmou o responsável. Tudo depende das próximas análises. “Se os prospectos identificados por essas ecografias, no sentido simbólico, forem de suficiente dimensão que justifiquem a sua perfuração, nós estaremos a perfurar na costa portuguesa entre 2010 e 2012”, declarou.

Neste momento, a Galp Energia está a fazer a “ecografia da terra”, adiantou o administrador, lembrando que este trabalho deve terminar no final do ano. Ferreira Oliveira acrescentou que “cada furo custa entre 50 a 100 milhões de euros” e que “pode não ser produtivo”. Em 2006, um consórcio formado pela Galp Energia, a Partex e a petrolífera Petrobras anunciou “estudos geológicos e geofísicos preliminares para obter indicações sobre o potencial de existência de petróleo em quantidade que justifique a exploração comercial” ao largo da costa de Aveiro até Sintra. Seria uma pesquisa em várias áreas situadas no mar, a cerca de 60 quilómetros da costa, em águas que vão até três mil metros de profundidade. O consórcio internacional que anunciou um investimento de quatro milhões de euros, para esta fase, pretendia procurar petróleo em águas profundas ao largo da costa portuguesa, entre Aveiro e Sintra, segundo um acordo assinado no Rio de Janeiro.

Hélder Spínola, presidente da associação ambientalista Quercus, declarou na altura que na fase de prospecção de petróleo “não são importantes as preocupações ambientais”. No entanto, adiantou o ambientalista, que “se a exploração do petróleo se mostrar economicamente viável”, a situação “vai ser ambientalmente preocupante”. Se se chegar a essa fase, Hélder Spínola defende a realização de “avaliações de impacto ambiental, para prevenir eventuais danos na fauna e flora dessa região” (Fonte: Diário de Aveiro, 2009-02).

Brasil deverá exportar derivados dentro de uma década

O Brasil deverá atingir a condição de exportador líquido de petróleo e derivados na próxima década, informou a Empresa de Pesquisas Energética (EPE) no seu Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2008-2017), planejamento decenal para a expansão energética brasileira realizado anualmente pelo órgão.

Segundo a EPE, esse cenário deverá ocorrer em função do desenvolvimento da produção em campos já descobertos e dos investimentos no parque de refino. A instituição disse ainda que a produção de petróleo deverá aumentar significativamente no período, saindo dos atuais 1,85 milhão de barris por dia (bpd) em 2008 para uma produção acima de 3 milhões de bpd em 2017, mantendo a auto-suficiência na relação entre produção e consumo, condição conquistada em 2007.

Além da construção da Refinaria Abreu e Lima e do Comperj, que elevarão a capacidade de produção de derivados de petróleo para 2,375 milhões de bpd a partir de 2013, foram estudadas alternativas de expansão adicional do parque de refino, com a inclusão de uma ou duas novas refinarias.

No caso da implementação de uma refinaria de 600 mil bpd, atende-se plenamente o crescimento da demanda nacional de derivados, ocorrendo até uma pequena exportação líquida de derivados da ordem de 87 mil bpd em 2016 - não ocorrendo este excedente em 2017. Se forem construídas duas novas refinarias, num total de 900 mil bpd, o país teria capacidade de exportar cerca de 300 mil bpd em derivados de petróleo.

Na área de gás natural, projeta-se até 2017 uma ampliação e oferta e da participação deste energético no país, devido ao incremento da produção interna. Além disso, considera-se a perspectiva de novos terminais de gás natural liquefeito (GNL) além dos dois terminais do Rio de Janeiro e do Ceará que iniciam sua operação em 2009. Prevê-se também que a importação de gás importado da Bolívia permanecerá estável nos níveis atuais.

A oferta total de gás nacional alcançará o patamar de 100 milhões de m3/dia em 2017, que acrescidos ao gás boliviano importado e à futura capacidade de importação de 35 milhões de m3/dia via GNL, ampliarão a capacidade de oferta para 165 milhões de m3/dia em 2017 (Fonte: Gazeta Mercantil / InvestNews, 2009-02-06).

Galp Energia admite perfurar costa portuguesa a partir de 2010

O administrador executivo da Galp Energia, Ferreira de Oliveira, admitiu sexta-feira, na Batalha, que a empresa poderá vir a iniciar a perfuração da costa portuguesa dentro de dois anos se os prospectos petrolíferos já identificados forem de suficiente dimensão. "Eu já vi com os meus olhos prospectos a três, quatro quilómetros. Não quer dizer que são reservas ou recursos. São indicações de que possam existir", afirmou o responsável no jantar-conferência promovido pela Liga de Amigos da Casa-Museu João Soares, que reuniu sobretudo empresários.

Ferreira de Oliveira explicou que a empresa participa em consórcios "com uma área de concessão de 21 mil quilómetros quadrados, que vai desde a zona do Sul Alentejo até Espinho, entre 30 a 90 quilómetros da costa".

Neste momento, a Galp Energia está a fazer a "ecografia da terra", adiantou o administrador, lembrando que este trabalho deve terminar no final do ano. "Se os prospectos identificados por essas ecografias, no sentido simbólico, forem de suficiente dimensão que justifiquem a sua perfuração, nós estaremos a perfurar na costa portuguesa entre 2010 e 2012", declarou.

Ferreira Oliveira acrescentou que "cada furo custa entre 50 a 100 milhões de euros" e que "pode não ser produtivo".

Referindo-se depois ao preço dos combustíveis, o administrador executivo da Galp Energia reconheceu que o consumidor se irrita quando este aumenta, mas atribuiu a situação ao facto de este ser "um mercado de tanta liquidez, em que flutuações nos preços são transmitidas instantaneamente".

Ferreira de Oliveira destacou que "não há outro produto transaccionado na economia portuguesa que esteja tão exposto à economia global como o são os produtos petrolíferos".

O administrador executivo da Galp lembrou ainda que quando os preços dos combustíveis aumentam, os operadores do sector perdem "porque a procura reduz-se", além de que as empresas "não conseguem transmitir todo o seu aumento de custo".

Ferreira de Oliveira reconheceu, por outro lado, que "quando os preços descem as empresas são mais lentas a transferir como compensação a redução ao consumidor".

Abordando o tema "O mercado energético, a racionalidade da concorrência entre combustíveis e a sua implicação na competitividade das empresas", o responsável foi confrontado pela assistência com o tema da energia nuclear. "Estamos condenados um dia a usar a energia nuclear", salientou, confessando que gostaria de ver o assunto debatido (Fonte: Exame Expresso, 2009-02-07).

OPEP: Angola admite "novas medidas" para aumentar preço do petróleo

O ministro dos Petróleos angolano e presidente da OPEP, Botelho Vasconcelos, admitiu hoje à Agência Lusa, em Luanda, que a organização poderá tomar "novas medidas" se os actuais cortes na produção não resultarem na subida do preço do barril.

Segundo o presidente da OPEP, se o preço não subir quando se atingir o limite estabelecido para os actuais cortes, 4,2 milhões de barris/dia, "haverá nova reflexão e, em função da análise feita, tomar-se-ão outras medidas".

Botelho Vasconcelos estimou que "a tendência (nos preços) seja diferente" no início do segundo trimestre de 2009 porque "os cortes de 4,2 milhões de barris/dia tiveram início em Janeiro" e esse valor "ainda não foi atingido".

"A organização tem feito o acompanhamento da evolução dos preços. Passou o primeiro mês, está a decorrer o segundo e creio que os sinais positivos, que possam permitir algum conforto, poderão começar a aparecer no segundo trimestre", notou.

Referindo-se especificamente a Angola, Botelho Vasconcelos afirmou que o preço do barril de petróleo nos 75 dólares "já era muito bom", sublinhando que o preço actual, cerca de 40 dólares, "não permite levar a cabo os investimentos e os projectos, bem como manter todos os programas de aumentar as capacidades de reservas".

Estas declarações do presidente da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) surgem depois de o secretário geral da organização, Abdullah Al-Badri, ter admitido, em Davos, a 30 de Janeiro, que poderão ser definidos novos cortes na próxima reunião dos países-membros, marcada para 15 de Fevereiro.

Em consonância com Botelho Vasconcelos, Al-Badri justifica a eventual opção de novos cortes "se o mercado não estiver equilibrado".

Angola, que preside à OPEP desde 01 de Janeiro e por um ano, produz uma média de 1,9 milhões de barris/dia e cortou a sua produção em cerca de 250 mil.

Os cortes e os preços baixos do petróleo são a principal razão pela qual o Banco Mundial, no seu relatório de Janeiro sobre a economia angolana, estimou 2009 como um ano "muito difícil" e apontou como cenário provável a contracção da economia (Fonte: Sapo / Lusa, 2009-02-03).

Ibama implanta escritório de Petróleo e Gás

Sergipe vai sediar o segundo escritório de Petróleo e Gás do Brasil. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais (Ibama) será o órgão responsável pela instalação do escritório. De acordo com Manuel Rezende, superintendente do Ibama, com essa implantação Sergipe será responsável pelo licenciamento de obras e monitoramento de estudos de impactos ambientais nas atividades de Petróleo e Gás das regiões Norte e Nordeste.

O primeiro escritório dessa área fica no Estado do Rio de Janeiro. “Vamos ampliar nossa capacidade de análise dos impactos ambientais e os licenciamentos de Petróleo e Gás no Norte e Nordeste vão fluir mais. Além disso, as atividades terão um maior monitoramento. Vai dar mais segurança”, informou Rezende, ao ressaltar que o Ibama está se preparando para atender essas atividades.

“Por enquanto o Ibama vai continuar funcionando no mesmo local, mas temos o propósito de construir um sede para o órgão, para uma melhor acomodação dos nossos profissionais e dos novos que vão trabalhar no escritório de Petróleo e Gás”, disse (Fonte: Globo, 2009-02-03).

Galp à procura de fontes alternativas ao gás

Empresa assinou acordo com Venezuela para o fornecimento de 2 mil milhões de metros cúbicos

O chairman da Galp Energia, Francisco Murteira Nabo, admite que Portugal "tem um problema de gás complicado". A explicação é simples: o mercado português está dependente apenas de dois países, a Argélia e a Nigéria.

O responsável diz ainda que a empresa está a lutar para "duplicar o fornecimento ao país devido ao aumento do consumo. Para isso estamos a tentar encontrar fontes alternativas do gás", refere durante o seminário «Energia: Propostas para Portugal».

Daí, a petrolífera ter assinado um acordo com a Venezuela para o fornecimento de 2 mil milhões de metros cúbicos e estar a tentar um entendimento com a Guiné Equatorial.

Além da Venezuela e Guiné "também estão à procura de oportunidades no Médio Oriente" e "em Angola, à semelhança da Venezuela, estamos em negociações para participar em projectos de liquefacção", rematou (Fonte: Agência Financeira, 2009-02-05).

Petrobras vai licitar seis plataformas

A Petrobras vai lançar editais de licitação ainda neste ano para a contratação de seis novas plataformas de produção de petróleo e gás e outras 28 de sondas de prospecção, todas no Brasil. A estatal não informou, porém, o valor a ser investido.

Entre as seis, estão duas que vão antecipar a produção dos campos de Guará e Iara, no pré-sal da bacia de Santos. A Petrobras não descarta cancelar licitações se os valores pedidos não se ajustarem à nova realidade da cotação do petróleo (Fonte: Gazeta Mercantil / Folha de São Paulo, 2009-02-05).

Galp prevê produzir até 2 mil barris de petróleo no Brasil

A Galp Energia vai começar a extrair ainda este ano os primeiros barris de petróleo. A garantia foi dada esta quinta-feira pelo chairman da petrolífera, Francisco Murteira Nabo. "Durante o primeiro semestre de 2009 contamos ter entre 1.500 a 2 mil barris vindo do poço do Tupi", referiu o responsável, durante o seminário «Energia: Propostas para Portugal». Para 2010, a empresa garante que será possível atingir entre 8.500 a 10 mil barris por dia.

De referir que a produção da Galp é de 15 mil barris diários. O objectivo é multiplicar por 10 a capacidade de produzir petróleo que estima ser alcançado dentro de 10 anos (150 mil barris por dia). Recorde-se que, a petrolífera portuguesa está presente no mercado brasileiro, em parceria com a Petrobras.

Empresa vai apresentar plano estratégico

Além disso, a empresa anunciou que vai apresentar um plano estratégico 2009/2013. "Ainda não foi discutido [o plano] com o Conselho de Administração". O plano de investimentos (até agora) contou com um investimento de 5,3 mil milhões de euros, dos quais 27% se dedicam à área «Energy and Power» (E&P). "O objectivo é manter esta linha. Já está tudo financiado até ao final de 2009", disse Murteira Nabo que admitiu ainda que "as actuais condições não são fáceis" e que a parte da produção, no novo plano estratégico, poderá contar com uma melhoria.

Em matéria de renováveis, o responsável reconheceu ainda que "há falta de oportunidades para entrar". Especificamente nos biocombustíveis, disse que é "um projecto difícil de montar", uma vez que envolve a "produção de 600 mil toneladas que vêm de vários países". Quando questionado se pode estar em causa a meta de incorporar 10% de biocombustíveis até 2010, Murteira Nabo respondeu: "talvez não" (Fonte: Agência Financeira, 2009-02-05).

Empresários moçambicanos vão construir refinaria em Maputo

A Oilmoz vai construir uma refinaria na província de Maputo com capacidade para processar 350 mil barris de petróleo por dia quando ficar pronta em 2013 com um investimento de 8 mil milhões de dólares, afirmou quinta-feira em Maputo o presidente da empresa.

A Oilmoz, fundada por Leonardo Simão, antigo ministro dos Negócios Estrangeiros de Moçambique, dará emprego a 15 mil pessoas durante a construção da refinaria e a 2000 quando estiver a funcionar em pleno, adiantou Fausto Cruz, presidente executivo da empresa, no decurso de uma apresentação do projecto realizada na capital Maputo.

Esta refinaria será a primeira a ser construída em Moçambique desde que a única outra existente fechou há 24 anos, deixando o país totalmente depende de importações de combustíveis.

Fausto Cruz anunciou ainda estarem em curso e numa fase bastante adiantada negociações com um consórcio bancário com vista ao financiamento, ao mesmo tempo que estão em curso estudos de viabilidade técnico-ambiental para a instalação da refinaria.

Além da refinaria propriamente dita, a projecto integra a construção de outras infra-estruturas, como uma fábrica de petroquímicos, central termoeléctrica de 500 megawatts, estação de tratamento de lixo e de resíduos, um “tank farm” (parque de tanques) para armazenamento de petróleo em rama e combustíveis refinados, um terminal portuário em "off-shore" e casas para funcionários.

A Shell Global Solutions será responsável pelo aconselhamento técnico, estudo de viabilidade económica e concepção do projecto e posteriormente pelo fornecimento de petróleo em rama e manter-se-á como parceiro técnico por um período de 30 a 40 anos, segundo afirmou Robert Trout, director da empresa para serviços a terceiros.

O projecto é integralmente de capitais moçambicanos, tendo como accionistas a Petromoc, Leonardo Simão, que é também director-executivo da Fundação Joaquim Chissano, ex-Presidente moçambicano, e Fausto Cruz.

No ano passado, a Ayr-Petro-Nacala, da norte-americana Ayr Logistics, anunciou também a construção de uma refinaria na cidade portuária de Nacala, na província de Nampula, norte de Moçambique (Fonte: Macauhub, 2009-02-06).

Pré-sal só é viável com barril a US$ 60, diz BP

A BP (British Petroleum), a segunda maior companhia petroleira europeia, afirmou que a exploração de petróleo em águas profundas no Brasil, como é o caso do pré-sal, é viável comercialmente apenas com o barril valendo ao menos US$ 60. A afirmação contrasta com as mais recentes declarações do governo brasileiro, que estima que o barril deva valer entre US$ 30 e US$ 40.

Nos últimos meses, com a queda na cotação do barril nos mercados internacionais, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, e o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vêm afirmando que a exploração do petróleo do pré-sal é viável mesmo com o preço atual -que gira em torno de US$ 40. Em seu plano de investimentos para os próximos anos, a Petrobras usa como referência a cotação do petróleo a US$ 37 o barril.

A visão do grupo britânico, no entanto, é diferente da brasileira. Para a BP, o preço do barril precisa subir logo para que ela não precise se endividar para conseguir manter seu nível de investimento.

De acordo com ela, se a recuperação na cotação demorar a chegar, as empresas petrolíferas ficarão em uma situação cada vez mais desconfortável.

Para chegar ao nível desejado pela companhia britânica, o preço do barril precisaria subir cerca de 50% em relação à cotação atual. Não faz muito tempo que a commodity valia ao menos US$ 60: a última vez ocorreu no início de novembro do ano passado. O problema é que a cotação do produto, que chegou ao recorde de US$ 145,29 em julho do ano passado, vem despencando, após ficarem mais claros os sinais de que a economia mundial está em crise e que o consumo de combustível deverá cair. O FMI estima para este ano o menor avanço do PIB global desde 1945.

Uma das consequências na queda do preço do barril foi sentida no balanço das grandes empresas petrolíferas mundiais. A ExxonMobil, a maior petroleira com ações negociadas em Bolsa do mundo, teve uma queda de 33% no lucro do quarto trimestre. A sua principal rival, a Shell, teve um prejuízo de US$ 2,8 bilhões no período, e a BP perdeu US$ 3,3 bilhões, o primeiro resultado negativo em sete anos.

O recuo na cotação também é observado nos investimentos globais para a descoberta de novos poços e, consequentemente, a manutenção do fornecimento do produto. No final do ano passado, a AIE (Agência Internacional de Energia) alertou sobre que os gastos para a descoberta de petróleo estão abaixo do necessário, com vários projetos sendo adiados (Fonte: Gazeta Mercantil / Folha de São Paulo, 2009-02-06).

Um plano ousado e estratégico

Os US$ 174,4 bilhões em investimentos que a Petrobras anunciou com seu Plano de Negócios 2009-2013 devem, na verdade, virar US$ 150 bilhões. A redução de cerca de 15% do valor – que, se confirmado, ainda será 33,5% maior que os US$ 112,4 bilhões do plano 2008-2012 – reflete os novos paradigmas que a petroleira traçou para o futuro com base no cenário global atual e nas possibilidades reais de diminuir custos. É o advento de uma nova forma de contratar os projetos previstos em carteira para os próximos cinco anos, com maior detalhamento e uniformização e menores pacotes de equipamentos e serviços. Assim, diversificando fornecedores, espera-se maior competição e, por consequência, menores preços.

Essa meta do ousado plano, que surpreendeu um mercado abalado pela crise econômica, é apenas um dos desafios que surgem para a petroleira brasileira nos próximos cinco anos. Outro deles, que também vai na contramão do cenário atual, diz respeito a seu nível de endividamento. Com a maior parte dos cofres mundo afora fechados e com os (poucos) abertos cobrando muito para liberar recursos, a Petrobras projeta aumentar sua alavancagem de 20%, como traçado no PN 2008-2012, para até 32,4%, chegando a 2013 a 25,5%. Uma sandice, diriam analistas, não fosse o fato de, pelo menos nos próximos dois anos – considerados o “período negro” da crise global –, o governo, via BNDES, garantir boa parte desse quinhão de dívidas. Serão US$ 12,5 bilhões este ano e US$ 10 bilhões em 2010.

O próximo ano, aliás, segundo o detalhamento do PN 2009-2013 apresentado a investidores, deverá ser chave para a petroleira reduzir investimentos e captações com a nova forma de negociar contratos. Tanto é assim que, nas projeções de captação de recursos no mercado em 2010 – um total de US$ 8,9 bilhões –, a Petrobras calcula que a diminuição do valor a ser investido vai derrubar para menos de US$ 4 bilhões a necessidade de captar de fontes além-BNDES. Ou seja, menos de 50% do valor projetado. “Não vamos legitimar os preços atuais”, frisou o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, durante a divulgação do plano para a imprensa. Nem que para isso, segundo o mesmo Gabrielli, a companhia tenha de ir para o exterior contratar, apesar de seu papel de vetor de crescimento da indústria nacional do petróleo.

De fato, se considerada a evolução do Capex entre os planos 2008-2012 e 2009-2013, é fácil verificar onde a Petrobras quer ganhar. O plano atual engloba US$ 111,2 bilhões incluídos no plano anterior e mais US$ 47,9 bilhões em investimentos em novos projetos. Há ainda outros US$ 8,1 bilhões que levam em conta mudanças em modelos de negócios e alterações de cronograma. Sobra então uma fatia formada por aumento de custos, mudança no escopo de projetos e taxa de câmbio, de US$ 23,4 bilhões. É esse valor que a companhia quer economizar.

Investimentos com critério

O PN 2009-2013 prova que a crise não intimidou a Petrobras em relação ao que ela almeja para o futuro: estar entre as maiores companhias de energia do planeta. Por isso está tudo lá no plano: quase US$ 105 bilhões em investimentos em E&P – dos quais US$ 28,9 bilhões no pré-sal – para que a produção total atinja 3,655 milhões de barris de óleo equivalente (BOE)/dia em 2013; aplicação de recursos no Comperj, na Refinaria do Nordeste (RNEST), em revamps em várias plantas e até mesmo nas Premium I e II para que a empresa se torne exportadora de derivados para a Bacia do Atlântico e o Oriente Médio e faça o Brasil ser autossuficiente em óleo diesel ainda este ano; investimento quase em dobro em Gás e Energia para garantir a instalação de mais dois terminais de GNL, a fim de exportar gás – situação impensável em um país que recentemente teve problemas de suprimento; e recursos garantidos na área de biocombustíveis, tanto para aumentar a produção de etanol (principalmente) e biodiesel aqui e no exterior como para criar infraestrutura de escoamento e exportação.

Toda essa ousadia da Petrobras, porém, tem seu pé na realidade. Não à toa a apresentação da petroleira para investidores lembra que quase metade dos projetos incluídos no plano ainda não foi aprovado e contratado pela Petrobras. Portanto, logo depois a companhia reitera que “apenas projetos com VPL (valor presente líquido) positivo e competitivo serão de fato aprovados e implementados. Prova de que as contas, por mais exuberantes que pareçam a princípio, continuarão sendo feitas continuamente no edifício-sede (Fonte: Brasil Energia, 2009-02-03).

Em Angola, empresas estão otimistas em relação à crise

Empresas que atuam em Angola encaram com otimismo 2009, apesar da crise e da queda do preço do barril de petróleo e de um cenário traçado pelo Banco Mundial que aponta para um recuo da economia angolana.

Olivier Langavant, diretor geral da Total-Angola, uma das mais importantes petrolíferas do país, disse que a sua empresa encara uma “situação de crise”, mas garantiu que “não estão em causa quaisquer cortes importantes” nos investimentos. “A realidade atual é que estamos numa situação de crise com os baixos preços do petróleo e estamos agora a ver de forma muito restrita todos os investimentos que temos”, declarou.

Contudo, Langavant afirmou que a Total-Angola não prevê “cancelar os investimentos maiores” e os de caráter social, embora esteja “a rever tudo como todas as companhias”. A produção de referência da Total Angola é acima de 500 mil barris/dia.

Langavant que os grandes investimentos, como o projeto Paz Flor, de cerca de US$ 9 bilhões, com dezenas de poços de petróleo que deverão começar a produzir em 2011, “não serão afetados”.

Contração

A economia angolana pode contrair-se em 2009, pela primeira vez nos últimos anos, devido ao recuo "dramático" das receitas petrolíferas, alertou o relatório de janeiro do Banco Mundial.

O estudo indica que a quebra nominal do PIB pode atingir 17% em relação a 2008, com a média anual do preço do petróleo a US$ 50 e o setor não-petrolífero crescendo 10% ao ano, e 23% num cenário do barril a US$ 40. "Em qualquer cenário", aponta ainda o BM, "o governo vai perder receitas em relação a 2008" e a quebra pode atingir os 50%, num cenário "pessimista" de petróleo a US$ 40 e um corte de produção de 13%.

Apesar deste cenário pessimista, José César Macedo, presidente do Conselho de Administração da Lactiangol, empresa de lacticínios angolana, o reflexo da crise na atividade da empresa “ainda não deu sinais”. “Pelo contrário", explicou Macedo, "o setor não demonstra sinais da crise porque, neste momento, a acompanhar um aumento constante da produção de leite em Angola, o preço da matéria prima importada tem baixado, ao mesmo tempo que o mercado nacional ainda apresenta uma procura superior à oferta” (Fonte: Agência Lusa, 2009-02-04).

Fonte dos royalties secou

Com a queda dos preços do petróleo, municípios perdem até 36% das receitas - A queda no preço do petróleo no mercado internacional e a apreciação do dólar em relação ao real já impactam as finanças de municípios brasileiros dependentes de royalties.

Os dois fatores entram no cálculo das compensações pagas por empresas produtoras de petróleo e gás natural pela exploração dessas matérias-primas. Levantamento da Agência Estado com base em dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), que regula o setor, mostra queda de até 36% no valor repassado às cidades no intervalo de apenas um mês, de dezembro de 2008 a janeiro de 2009.

Os dez maiores municípios beneficiários de royalties no país receberam, em janeiro, no mínimo, R$ 1 milhão a menos do que em dezembro passado. Em Campos de Goytacazes, no Norte fluminense, a diferença ultrapassa R$ 11,8 milhões.

Os reflexos da redução do valor dos royalties se manifestaram quase instantaneamente na rotina financeira dos municípios. Prefeituras já admitem cortes de até 30% no Orçamento de 2009, adiam obras, suspendem contratos de funcionários terceirizados e prometem fechar o cerco contra a sonegação de impostos.

As medidas, no entanto, não mexem no principal fator de garroteamento das cidades: a gastança com o pagamento de juros, que, em 2008, subtraiu R$ 162 bilhões de União, estados e municípios.

Com isso, os efeitos sobre a queda dos preços do petróleo são ainda mais fortes nas cidades com maior dependência dos royalties.

A maioria dos governos, porém, manteve intactos os recursos destinados à educação e à saúde, graças a determinação de percentuais mínimos garantidos pelas constituições locais. "Estamos com o freio de mão puxado", resume o prefeito de Quissamã (RJ), Armando Carneiro, do PSC.

A cidade fluminense recebeu, em janeiro, royalties 32% inferiores aos do mês anterior. São R$ 2,4 milhões a menos (Fonte: Monitor Mercantil, 2009-02-03).

Consórcio da Galp e Petrobras encontra mais petróleo em Potiguar

O consórcio detido em partes iguais pela Petrobras e pela Galp Energia encontraram evidências de petróleo em mais um poço na bacia de Potiguar, de acordo com a Agência Nacional de Petróleo.

Segundo os dados publicados no site do regulador brasileiro, a evidência de petróleo foi observada no poço 1GALP26RN, no Bloco POT-T-354, situado no Potiguar.

Os dados publicados pela ANP apontam para várias descobertas de petróleo em Potiguar, nomeadamente nos Blocos POT-T-559, POT-T-520, POT-T-794. Segundo a agência Bloomberg, a Galp e a Petrobras ainda não determinaram se o petróleo encontrado em viável comercialmente (Fonte: Jornal de Negócios, 2009-02-02).

Brasil fecha mercado para estatal venezuelana

O Governo do Brasil não vai deixar a estatal de petróleo venezuelana PDVSA entrar no mercado de distribuição de combustíveis na Região Nordeste do país, como é intenção da companhia. Nesta sexta-feira, o Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, deixou clara essa posição brasileira, argumentando que se a PDVSA entrasse na venda de combustíveis, principalmente de óleo diesel, acabaria com o mercado de distribuição no Nordeste.

Com essa posição do Brasil ficará difícil a PDVSA se associar com a Petrobras na construção da refinaria Abreu Lima, em Pernambuco, como estava sendo negociado entre os dois países e as duas empresas há três anos. O ministro Edison Lobão disse, no Rio de Janeiro, que o governo brasileiro não vai aceitar a intenção da PDVSA de vender a sua parcela de combustíveis na região Nordeste do Brasil. Segundo ministro, se a PDVSA vender óleo diesel como pretende, destruiria totalmente o mercado brasileiro de distribuição de combustíveis no Nordeste, pois eles venderiam a preços muito baixos.

"A Venezuela quer levar o diesel para vender para onde quiser, para a própria Venezuela ou outros países, ou então vender no Brasil diretamente. E nós não aceitamos essa venda lá no Pernambuco e no Nordeste, porque será uma competição que vai fechar muitas distribuidoras. Vai quebrar nossas distribuidoras porque vão vender a preços de banana" - destacou o ministro.

A Petrobras e a PDVSA discutem a sociedade na refinaria já há três anos, pela qual a Petrobras ficaria com 60% do negócio e a PDVSA com os outros 40%. A refinaria Abreu Lima terá capacidade para processar 300 mil barris por dia de petróleo pesado, dos quais metade serão da produção nacional da Petrobras e a outra metade viria da Venezuela. Outro ponto polêmico em discussão é em relação aos preços de venda do petróleo da PDVSA para a refinaria. A estatal venezuelana quer fixar preços para o petróleo bem acima das cotações internacionais.

O ministro Edison Lobão disse que a decisão final sobre a participação ou não da PDVSA na refinara de Pernambuco será definida em reunião no próximo dia 17 de fevereiro.

"A PDVSA ainda não entrou no projeto da refinaria. Só tem acordo de intenções assinado. Ainda não se fez um acordo definitivo, o que deve ocorrer no dia 17 de fevereiro, (quando) vamos fechar o acordo ou não fechar mais" - concluiu o ministro (Fonte: Jornal Dia Dia, 2009-02-01).